CN112395731A - 缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，包括：1)建立单井或连通井组地质模型；2)确定静态储集体体积；3)确定动态油体积和动态储集体体积；4)判断动静态储集体体积是否满足预设条件，为否则重复步骤1)和2)，直至满足预设条件，进入步骤5)；5)设置油水界面得到静态油体积；6)判断动静态油体积是否满足预设条件，为否则重复步骤5)，确定原始油水界面；7)将方法应用至其他单井或连通井组，得到全区原始油水界面；8)判断全区原始油水界面是否满足预设条件，为否则重复步骤1)～7)，确定全区原始油水界面。本发明创新发明动静结合反推原始油水界面方法，对原始油水界面识别研究提供参考。

Description

缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法

技术领域

本发明涉及石油勘探开发技术领域。更具体地，涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法。

背景技术

目前，国内外学者对油藏油水界面的识别研究方法，主要有岩心剖面分析法、动态资料法、测井解释法、试油法、地球化学测定等直接方法，也有地层压力估算法、毛管压力预测法、地震属性分析法、见水时间-产液深度交会法、岩溶残丘地貌法等间接方法。

由于岩溶缝洞型储层的复杂地质特征，常规的直接法识别油水界面要求对地层测试、取样精度很高，而缝洞型油藏在储层段常常发生放空漏失，导致测井或测试、取样资料缺失或精度降低无法满足要求，无法用常规的方法确定油区的油水关系。例如，塔里木哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油气藏在长期的地质历史演化过程中，由于构造变形、翘倾、风化等活动及其复杂，造成了储层古老、埋藏超深、储集空间具有极强的非均质性、裂缝和溶洞既是储集空间，也是重要的流动通道，油水关系错综复杂。油田开发以缝洞单元为基本单元，缝洞单元内具有相对统一压力系统和油水界面。多年来，油田实钻、测井、流体分析及开发特征表明，哈拉哈塘油田奥陶系油藏存在上百个缝洞单元，不同缝洞单元油水界面高度各不相同，这对生产井见水以及生产调控等方面有较多不利影响，如何准确预测缝洞型储层原始油水界面，这对缝洞型碳酸盐岩油藏评价、采取合理的稳油控水开发措施、油气储量估算必不可少，对整个油田的进一步增产、稳产都具有重要意义。且由于该类油藏的特殊性，直接获得油水界面的监测资料进行油水界面分布及变化规律研究具有很大的难度。间接分析法是对油藏的油水关系模式的简化且受超深埋藏影响地震资料品质降低。用目前的油水界面判识方法识别缝洞型“一洞一藏”特点油藏的原始油水界面存在一定局限性。

因此，本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，以解决上述问题。

发明内容

本发明的一个目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法。

为达到上述目的，本发明采用下述技术方案：

一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，包括如下步骤：

1)建立待测区域单井或连通井组的地质模型；

2)根据地质模型，确定单井或连通井组的静态储集体体积；

3)确定单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积；

4)判断静态储集体体积和动态储集体体积是否满足预设条件，判断为否则调整地质模型，重复步骤1)和步骤2)，直至满足预设条件，进入步骤5)；

5)设置油水界面，计算得到处于该油水界面时的静态油体积；

6)判断静态油体积和动态油体积是否满足预设条件，判断为否则调整油水界面，重复步骤5)，直至满足预设条件，确定待测区域单井或连通井组的原始油水界面；

7)将步骤1)～步骤6)的方法应用至待测区域其他单井或连通井组的原始油水界面的计算，得到待测区域全区的原始油水界面；

8)判断待测区域全区的原始油水界面是否满足预设条件，判断为否则重新建立地质模型，重复步骤1)～步骤7)，直至满足预设条件，确定待测区域全区的原始油水界面。

优选地，步骤1)中所述建立待测区域单井或连通井组的地质模型具体为：根据缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法，建立待测区域单井或连通井组的地质模型。

优选地，步骤2)中所述确定单井或连通井组的静态储集体体积具体为：采用静态模型三维网格积分法，计算得到单井或连通井组的静态储集体体积。

优选地，步骤3)中所述确定单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积具体为：采用动态产量不稳定分析法，计算得到单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积。

优选地，步骤4)中所述调整地质模型具体为：通过调整缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法中的模型参数和算法调整地质模型。

优选地，步骤8)中所述重新建立地质模型具体为：根据缝洞型油藏地质规律，对不满足预设条件的单井或连通井组重新建立地质模型。

优选地，步骤3)中所述动态储集体体积为动态油体积和动态水体积之和。

优选地，步骤4)中所述预设条件为步骤2)得到的静态储集体体积和步骤3)得到的动态储集体体积相等。

优选地，步骤6)中所述预设条件为步骤5)得到的静态油体积和步骤3)得到的动态油体积相等。

优选地，步骤8)中所述预设条件为步骤7)得到的待测区域全区的原始油水界面和全区油水界面分布趋势地质规律一致。

优选地，步骤6)中所述调整油水界面的设置具体为：

当步骤5)得到的静态油体积大于步骤3)得到的动态油体积，说明油水界面设置偏低，上调油水界面；

当步骤5)得到的静态油体积小于步骤3)得到的动态油体积，说明油水界面设置偏高，下调油水界面。

优选地，所述缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，在确定待测区域全区的原始油水界面后，还包括对待测区域全区的原始油水界面进行验证的步骤。

优选地，所述对待测区域全区的原始油水界面进行验证，具体包括：

综合分析油藏酸压认识、完井测试资料分析、生产测井资料认识和开发动态资料认识，得到缝洞储层油水特征；根据该缝洞储层油水特征，对待测区域全区的原始油水界面进行验证，实现多信息认识一致从而指导开发生产。

本发明的有益效果如下：

本发明针对缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面识别方法现状，创新发明动静结合反推原始油水界面方法，以对相似油藏的原始油水界面识别研究提供参考。

附图说明

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步详细的说明。

图1示出本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法流程图。

图2示出本发明实施例1提供的初始连通井组地质模型。

图3示出本发明实施例1提供的动静态储集体体积一致的连通井组地质模型。

图4示出本发明实施例1提供的油水界面设定为-5772m时计算的连通井组油体积分布图。

图5示出本发明实施例1提供的油水界面设定为-5830m时计算的连通井组油体积分布图。

图6示出本发明实施例1提供的油水界面设定为-5801.13m时计算的连通井组油体积分布图。

图7示出本发明实施例1提供的调整前的原始油水界面分布图。

图8示出本发明实施例1提供的调整后的原始油水界面分布图。

具体实施方式

为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。

目前的油水界面判识方法识别缝洞型“一洞一藏”特点油藏的原始油水界面存在一定局限性，针对该问题，本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，该方法调整影响缝洞型油藏地质模型的不确定性参数和算法使动静态法储量一致，从而基于该地质模型不断调整反推油水界面，直至静态与动态计算的油体积一致，从而确定油藏原始油水界面。

具体地，结合图1，一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，包括如下步骤：

S101、建立待测区域单井或连通井组的地质模型；

S102、根据S101得到的地质模型，确定单井或连通井组的静态储集体体积；

S103、确定单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积；

S104、判断S102得到的静态储集体体积和S103得到的动态储集体体积是否满足预设条件，如果判断为否，则调整地质模型，重复S101和S102，直至动静态储集体体积满足预设条件，得到动静态储集体体积满足预设条件的单井或连通井组地质模型，进入步骤5)；

S105、设置油水界面，根据动静态储集体体积满足预设条件的单井或连通井组地质模型，计算得到处于该油水界面时的静态油体积；

S106、判断S105得到的静态油体积和S103得到的动态油体积是否满足预设条件，如果判断为否，则调整油水界面的设置，重复S105，直至动静态油体积满足预设条件，从而确定待测区域单井或连通井组的原始油水界面；

S107、将S101～S106的方法应用至待测区域其他单井或连通井组的原始油水界面的计算，得到待测区域全区的原始油水界面；

S108、判断S107得到的待测区域全区的原始油水界面是否满足预设条件，如果判断为否，则重新建立地质模型，重复S101～S107，直至待测区域全区的原始油水界面满足预设条件，从而确定待测区域全区的原始油水界面。

作为本发明一个优选的实施方式，S101中所述建立待测区域单井或连通井组的地质模型具体为：根据缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法，建立待测区域单井或连通井组的地质模型。

作为本发明一个优选的实施方式，S102中所述确定单井或连通井组的静态储集体体积具体为：采用静态模型三维网格积分法，计算得到单井或连通井组的静态储集体体积。

作为本发明一个优选的实施方式，S103中所述确定单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积具体为：采用动态产量不稳定分析法，计算得到单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积。

作为本发明一个优选的实施方式，S104中所述调整地质模型具体为：通过调整缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法中的模型参数和算法调整地质模型。

作为本发明一个优选的实施方式，S108中所述重新建立地质模型具体为：根据缝洞型油藏地质规律，对不满足预设条件的单井或连通井组重新建立地质模型。

本领域技术人员应当理解的是，本发明中所述缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法、所述静态模型三维网格积分法、所述动态产量不稳定分析法、所述调整缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法中的模型参数和算法、以及所述缝洞型油藏地质规律，均为常规技术手段，本申请在此不再赘述。

作为本发明一个优选的实施方式，S103中所述动态储集体体积为动态油体积和动态水体积之和。

作为本发明一个优选的实施方式，S104中所述预设条件为步骤S102得到的静态储集体体积和步骤S103得到的动态储集体体积相等。

作为本发明一个优选的实施方式，S106中所述预设条件为步骤S105得到的静态油体积和步骤S103得到的动态油体积相等。

作为本发明一个优选的实施方式，S108中所述预设条件为S107得到的待测区域全区的原始油水界面和全区油水界面分布趋势地质规律一致。

作为本发明一个优选的实施方式，S106中所述调整油水界面的设置具体为：

当S105得到的静态油体积大于S103得到的动态油体积，说明油水界面设置偏低，上调油水界面；

当S105得到的静态油体积小于S103得到的动态油体积，说明油水界面设置偏高，下调油水界面。

作为本发明一个优选的实施方式，所述缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，在确定待测区域全区的原始油水界面后，还包括对待测区域全区的原始油水界面进行验证的步骤。

作为本发明一个优选的实施方式，所述对待测区域全区的原始油水界面进行验证，具体包括：

综合分析油藏酸压认识、完井测试资料分析、生产测井资料认识和开发动态资料认识，得到缝洞储层油水特征；根据该缝洞储层油水特征，对待测区域全区的原始油水界面进行验证，实现多信息认识一致从而指导开发生产。

本领域技术人员应当理解的是，本发明中所述综合分析油藏酸压认识、完井测试资料分析、生产测井资料认识和开发动态资料认识，得到缝洞储层油水特征为常规技术手段，本申请在此不再赘述。

下面，通过实施例对本发明的内容做进一步的说明。

实施例1

本实施例提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法在哈拉哈塘油田X11—X11-2连通井组缝洞体中的应用(哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起中部，轮南-英买力潜山背斜的斜坡部位，古生代奥陶系油藏是经多期次岩溶、构造活动叠加形成的溶洞-裂缝型复合油气藏，具有“一洞一藏”特征)，包括如下步骤：

1)采用多类多尺度缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法建立X11—X11-2井组地质模型，如图2所示；

2)根据步骤1)得到的地质模型，采用静态模型三维网格积分法，计算得到连通井组的静态储集体体积为442.12万方；

3)采用动态产量不稳定分析法对油井生产动态数据进行拟合计算，确定连通井组的动态油体积为111.09万方；采用考虑水体侵入影响的流动物质平衡方法定量评价连通井组的动态水体积为209.979万方；将动态油体积和动态水体积加和得到动态储集体体积为320.069万方；

4)判断步骤2)得到的静态储集体体积和步骤3)得到的动态储集体体积是否一致，如果判断为否，则调整缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法中的模型参数和算法，重复步骤1)和步骤2)，直至动静态储集体体积一致，得到动静态储集体体积一致的连通井组地质模型，如图3；

5)设置油水界面，根据动静态储集体体积一致的连通井组地质模型，计算得到处于该油水界面时的静态油体积；

6)当X11-X11-2井组步骤2)和步骤3)得到的储集体体积一致时，设定油水界面-5772m时，步骤5)计算的静态油体积为58.40万方，小于步骤3)计算的动态油体积111.09万方，说明设定的油水界面偏高，需下调油水界面值，如图4；

调整油水界面至-5830m，步骤5)计算的静态油体积为156.13万方，大于步骤3)计算的动态油体积111.09万方，反映油水界面仍设置偏低，需上调油水界面值，如图5；如此循环持续调整油水界面至-5801.13m，步骤5)得到的静态油体积和步骤3)得到的动态油体积一致，从而确定该连通井组的油水界面为-5801.13m，如图6；

7)将步骤1)～步骤6)的方法应用至待测区域其他单井或连通井组的原始油水界面的计算，得到待测区域全区的原始油水界面，如图7；

8)步骤7)得到的全区原始油水界面与古潜山面趋势基本一致，总体上从潜山顶部向周围斜坡部位波动变小，呈“潜山高、油水界面高、水体强”的态势；对比全油藏原始油水界面，发现X8井处于潜山斜坡位置，原始油水界面明显比邻井低，与油气从构造低部位向潜山斜坡高部位储层运聚形成高部位油藏原始油水界面高于低部位的地质规律不符，且动态评价的水体能量在潜山斜坡高部位比低部位更强，X8井水体能量比周围低部位邻井要强，原始油水界面应更高；

因此对原始油水界面与全区油水界面分布趋势地质规律有差异的局部X8井，根据缝洞型油藏地质规律，重新建立X8井地质模型，重复步骤1)～步骤7)，如此循环，直至X8井原始油水界面与全区油水界面分布趋势地质规律一致，从而确定待测区域全区的原始油水界面，如图8；

9)对步骤8)得到的待测区域全区的原始油水界面进行验证，待测区域奥陶系油藏酸压、完井测试及生产资料丰富，将油藏酸压认识、完井测试资料分析、生产测井资料认识和开发动态资料认识综合分析估算待测区域缝洞单元原始油水界面；

测试层段直接为油层、油气层的井，投产时具有无水采油期，判别的原始油水界面在测试底段深度之下；测试结论为油水同层的井，投产初期即含水，判别的原始油水界面在测试顶、底深度之间；测试结论为水层的井，投产立即产水，判别的原始油水界面在测试顶深度之上；

用生产测试信息判别的可能原始油水界面验证本实施例计算的原始油水界面，如表1，基本都符合，证实本发明的原始油水界面计算方法可靠。

如表1，采用本发明方法确定X11-X11-2连通井组的原始油水界面为-5801.13m。X11井，完钻层位一间房组，井深6748m，对应的海拔高度为-5772.3m，测试为油层，说明原始油水界面至少在-5772.3m之下；X11-2井完钻层位一间房组，井深6759.08m，对应的海拔高度为-5782.68m，测试为油层，反映井组的原始油水界面在-5782.68m之下。采用本发明方法计算的原始油水界面为-5801.13m，与井测试的油层反映的保守油水界面信息吻合，验证了该方法的可靠。

表1本实施例计算的原始油水界面与完井测试资料估算原始油水界面结果对比

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (10)

1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)建立待测区域单井或连通井组的地质模型；

2)根据地质模型，确定单井或连通井组的静态储集体体积；

3)确定单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积；

4)判断静态储集体体积和动态储集体体积是否满足预设条件，判断为否则调整地质模型，重复步骤1)和步骤2)，直至满足预设条件，进入步骤5)；

5)设置油水界面，计算得到处于该油水界面时的静态油体积；

6)判断静态油体积和动态油体积是否满足预设条件，判断为否则调整油水界面，重复步骤5)，直至满足预设条件，确定待测区域单井或连通井组的原始油水界面；

7)将步骤1)～步骤6)的方法应用至待测区域其他单井或连通井组的原始油水界面的计算，得到待测区域全区的原始油水界面；

8)判断待测区域全区的原始油水界面是否满足预设条件，判断为否则重新建立地质模型，重复步骤1)～步骤7)，直至满足预设条件，确定待测区域全区的原始油水界面。

2.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤1)中所述建立待测区域单井或连通井组的地质模型具体为：根据缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法，建立待测区域单井或连通井组的地质模型。

3.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤2)中所述确定单井或连通井组的静态储集体体积具体为：采用静态模型三维网格积分法，计算得到单井或连通井组的静态储集体体积；

优选地，步骤3)中所述确定单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积具体为：采用动态产量不稳定分析法，计算得到单井或连通井组的动态油体积、动态水体积和动态储集体体积。

4.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤4)中所述调整地质模型具体为：通过调整缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模方法中的模型参数和算法调整地质模型。

5.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤8)中所述重新建立地质模型具体为：根据缝洞型油藏地质规律，对不满足预设条件的单井或连通井组重新建立地质模型。

6.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤4)中所述预设条件为步骤2)得到的静态储集体体积和步骤3)得到的动态储集体体积相等。

7.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤6)中所述预设条件为步骤5)得到的静态油体积和步骤3)得到的动态油体积相等。

8.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤8)中所述预设条件为步骤7)得到的待测区域全区的原始油水界面和全区油水界面分布趋势地质规律一致。

9.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，步骤6)中所述调整油水界面的设置具体为：

当步骤5)得到的静态油体积大于步骤3)得到的动态油体积，说明油水界面设置偏低，上调油水界面；

当步骤5)得到的静态油体积小于步骤3)得到的动态油体积，说明油水界面设置偏高，下调油水界面。

10.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，其特征在于，所述缝洞型碳酸盐岩油藏动静结合反推原始油水界面的方法，在确定待测区域全区的原始油水界面后，还包括对待测区域全区的原始油水界面进行验证的步骤；

优选地，所述对待测区域全区的原始油水界面进行验证，具体包括：

综合分析油藏酸压认识、完井测试资料分析、生产测井资料认识和开发动态资料认识，得到缝洞储层油水特征；根据该缝洞储层油水特征，对待测区域全区的原始油水界面进行验证。

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